Содержание:

1. Обессоливание нефти

2. Особенности нефти как сырья процессов перегонки

3. Способы регулирования температурного режима ректификационных колонн

4. Давление и температурный режим в ректификационной колонне

5. Продукты первичной перегонки нефти

6. Классификация установок первичной перегонки нефти

7. Особенности перегонки с водяным паром

8. Установки атмосферной перегонки нефти (одно- и двукратная перегонка)

9. Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки

10. Блок вакуумной перегонки мазута установки

11. Перегонка мазута с двухкратным испарением и разделением отгоняемых фракций в двух вакуумных колоннах.

На нефтепромыслах эксплуатируются различные системы сбора и подготовки нефти. На смену негерметизированным схемам, эксплуа­тация которых была связана с потерями газа и легких фракций нефти, пришли экологически более безопасные герметизированные системы сбора, очистки и хранения. Сырая нефть из группы скважин поступает в трапы-газосепараторы, где за счет последовательного снижения давления попутный газ отделяется от жидкости (нефть и вода), затем частично освобождается от увлеченного конденсата в промежуточных приемниках и направляется на газоперерабатывающий завод (или закачивается в скважины для поддержания в них пластового давления). После трапов-газосепараторов в нефтях остаются еще растворенные газы в количестве до 4 % мас. В трапах-газосепараторах одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппара­ты называют также отстойниками. Далее нефть из газосепараторов поступает в отстойные резервуары, из которых она направляется на установку подготовки нефти (УПН), включающую процессы ее обез­воживания, обессоливания и стабилизации.

Обессоливание нефти

Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попут­ный газ, механические примеси и пластовую воду, в которой раство­рены различные соли, чаще всего хлориды натрия, кальция и маг­ния, реже - карбонаты и сульфаты.

Присутствие пластовой воды в нефти существенно удорожает ее транспортировку по трубопроводам и переработку. Воз­растание транспортных расходов обусловливается не только пере­качкой балластной воды, но и увеличением вязкости нефти, образу­ющей с пластовой водой эмульсию.

Еще более вредное воздействие, чем вода и механические при­меси, оказывают на работу установок промысловой подготовки и переработки нефти хлористые соли, содержащиеся в нефти. Хлори­ды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием со­ляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппара­туры технологических установок. Особенно интенсивно разъедает­ся продуктами гидролиза хлоридов конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. Кроме того, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте, гудроне и коксе, ухудшают их качество.

При совместном присутствии в нефтях хлоридов металлов и сероводорода во влажной среде происходит взаимно ини­циируемая цепная реакция разъедания металла. При отсутствии или малом содержании в нефтях хлористых солей интенсивность корро­зии значительно ниже, поскольку образующаяся защитная пленка из сульфида железа частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии.

MgCl₂+H₂O → MgOHCl+ HCl

2HCl + FeS → FeCl₂ + H₂S

H₂S+Fe → FeS + H₂

Подготовленная на промыслах нефть далее на НПЗ подвергается вторичной более глубокой очистке до содержания солей менее 5 мг/л и воды менее 0,1 % масс.

На современных отечественных НПЗ считается впол­не достаточным обессоливание нефтей до содержания хлоридов 3-5 мг/л и воды до 0,1 % масс.

Методы обезвоживания нефти:

Механическии метод. Простейшим примером метода является гравитационное отстаивание в сосудах большой емкости (отстойниках), где нефть пребывает в течение 1-2 ч. Пресная вода и чистая нефть, не содержащая неуглеводородных примесей, осо­бенно солей металлов, взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь легко расслаивается. Однако при наличии в нефти таковых примесей система нефть-вода образует труднораз­делимую нефтяную эмульсию. Метод малопроизводителен и в чистом виде практически не применяется.

2. Термохимический.метод.

Нефтяные эмульсии разрушают применяя деэмульгаторы и подогрев нефти. Деэмульгаторы представляют собой синтетические ПАВ, обладающие высокой поверхностной активностью. Деэмульгаторы разрушают защитную сольватную оболочку вокруг глобул воды, с осаждением коалесцированных капель воды в нагретой нефти. На установках обезвоживания и обессоливания нефти широко применяются водорастворимые, водонефтерастворимые и нефтерастворимые деэмульгаторы.

Опти­мальная температура подогрева нефти зависит от ее плотности, вязкостно-температурной характеристики, типа эмульсии, давления в электродегидраторе или отстойнике термо­химического обезвоживания. Опти­мальная температура колеблется в пределах 60-150 °С.. Повышение температуры до определен­ного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования. Во-первых, эмульсий дестабилизируются в резуль­тате повышения растворимости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов. Во-вторых, возрастает скорость осаждения капель воды в резуль­тате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшается требуемый расход деэмульгатора.

3. Электрохимический метод

Электрообработка эмульсий заключается в пропускании нефти через электрическое поле, преимущественно переменное промыш­ленной частоты и высокого напряжения (15 – 44 кВ). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поля­ризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, и при частой смене полярности электродов (50 раз в секун­ду) увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения, и в итоге возрастает скорость осаждения глобул с образованием отдель­ной фазы. С целью достижения глубокого обессоливания осуществляют промывку солей подачей в нефть оптимально­го количества промывной (пресной) воды. При чрезмерном увеличе­нии количества промывной воды растут затраты на обессоливание нефти и количество образующихся стоков. В этой связи с целью эко­номии пресной воды на ЭЛОУ многих НПЗ успешно применяют двух­ступенчатые схемы с противоточной подачей промывной воды.

• Основным аппаратом ЭЛОУ является электродегидратор, где, кроме электрообработки нефтяной эмульсии, осуществляется и от­стой (осаждение) деэмульгированной нефти, т.е. он является одновременно отстойником. Среди применяемых в промысловых и заводских ЭЛОУ различных конструкций (вертикальных, шаровых и гори­зонтальных) более эффективными оказались горизонтальные электродегидраторы. По сравнению с использовавшимися ранее вертикаль­ными и шаровыми горизонтальные электродегидраторы обладают следующими достоинствами: более благоприятными условиями для осаждения капель воды, которые можно оценить удельной площадью горизонтального сечения (зеркала отстоя) и линейной скоростью движения нефти;.

Таблица 1. Технические характеристики горизонтальных электродегидраторов

Параметры и показатели	Тип (шифр) аппарата
	1ЭГ-160	2ЭГ-160	2ЭГ-200-2Р
Объем аппарата, м3	160	160	200
Производительность, м3/ч	100-400	160-225	300-600
Рабочее давление, МПа	1,0	1,0	1,0
Рабочая температура, оС	До 110	До 110	До 110
Напряжение между электродами, кВ	До 44	До 44	До 50
Мощность трансформатора, кВ·А	50	50	150
Число трансформаторов, шт.	2	4	1

Распространение получили горизонтальные электродегидраторы с нижним вводом сырья типа 1ЭГ-160. Поперечный разрез горизонтального электродегидратора 1ЭГ-160 изображен на рис. 1.

Рис. 1. Поперечный разрез горизонтального электродегидратора 1ЭГ-160:

1 - штуцер для ввода сырья; 2 - нижний маточник; 3, 4 - электроды; 5 - верхний маточник; 6 - вывод обессоленной нефти; 7 - проходной изолятор; 8 - подвесной изолятор; 9 - вывод отстоявшейся воды

Аппарат снабжен электродами, которые подвешены параллельно и имеют форму решетчатых прямоугольных рам, занимающих почти все горизонтальное сечение аппарата. Электроды через проходные изоляторы подсоединены к высоковольтным выводам двух трансформаторов ОМ-66/35 мощностью по 50 кВ·A, установленных на верху аппарата. Переключением выводов трансформатора на электрод можно подать напряжение 11, 16,5 или 22 кВ. Первичные обмотки трансформаторов подключаются к противофазе, поэтому напряжение между электродами удваивается (вследствие разных полярностей). Таким образом, напряжение между электродами может иметь значения 22, 33 и 44кВ.

Работает аппарат следующим образом. Эмульсионная нефть через два отдельных распределительных устройства поступает под слой отделившейся воды. После перехода через границу раздела поток эмульсионной нефти освобождается от основной массы пластовой воды и, двигаясь в вертикальном направлении, последовательно подвергается обработке в зоне низкой напряженности электрического поля, образующейся между уровнем отделившейся воды и нижним электродом, затем в зоне высокой напряженности, между электродами. Расстояние между электродами может изменяться от 20 до 40 см. Электродегидраторы трех модификаций типа ЭГ-160 показали высокую эффективность при подготовке легких и средних эмульсионных девонских нефтей, предварительно обработанных реагентом-деэмульгатором.

Принципиальная тех­нологическая схема уста­новки (секции) электрообессоливания нефти приведена на рис. 1.

Рис. 2. Принципиальная схема установки (секции) электрообессоливания нефти: I—сырая нефть; II - деэмульгатор; III - содо-щелочной раствор; IV - свежая вода; VI - вода из электродегидратора 2-й ступени (ЭГ-2); VII -соленая вода из ЭГ-1

Смесь сырой нефти, деэмульгатора и содово-ще­лочного раствора нагревается в теплообменниках до оптимальной температуры, смешивается в инжекторном смесителе промывной водой из электродегидратора второй ступени и подается в два последовательно ра­ботающих электродегидратора ЭГ-1 и ЭГ-2. Содово-ще­лочной раствор вводится для подав­ления сероводородной коррозии. На входе в ЭГ-2 в поток частично обессоленной нефти подается свежая вода (речная, оборот­ная или паровой конденсат) в количестве 5-10 % масс, на нефть. Электродегидратор представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат, внутри которого посередине горизонтально друг другу на расстоянии 25-40 см установлены 3 пары электродов, между кото­рыми поддерживается напряжение 32-33 кВ. Ввод сырья в ЭГ и вы­вод из него осуществляются через расположенные в нижней и верх­ней частях аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники), обеспечивающие равномерное распределение восходя­щего потока нефти. В нижней части ЭГ между распределителем и электродами поддерживается определенный уровень воды, содержа­щей деэмульгатор, где происходит термохимическая обработка эмульсии и отделение наиболее крупных капель воды. В зоне между зеркалом воды и плоскостью нижнего электрода нефтяная эмульсия подвергается воздействию слабого электрического поля, а в зоне между электродами - воздействию электрического поля высокого на­пряжения. После охлаждения в теплообменниках обессоленная и обезвоженная нефть отводится в резервуары подготовленной нефти, а на секции ЭЛОУ комбинированных установок она без охлаждения подается на установки первичной перегонки нефти.

После глубокой очистки на установках ЭЛОУ нефтеперерабатывающих заводов поддерживается содержание воды менее 0,1% мас., солей – менее 5 мг/л; такая нефть пригодна для переработки.

Первичная перегонка нефти на промышленных установках

В промышленности принято разделять нефть путем перегонки на некоторые продукты, являющиеся непрерывной смесью органических соединений с близкими t_кип каждый из которых является менее сложной смесью, чем исходная нефть. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. Нефть и ее фракции характеризуются не температурами кипения, а температурными пределами: начала кипения (н.к.) и конца кипения (к.к) фракции.

Нефть поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятные фракции и мазут или гуд­рон. Полученные фракции и остаток, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ на товарные нефтепродукты. Поэтому для их облагораживания, а также углубления переработки нефти продукты, полу­ченные на установках атмосферной и атмосферно-вакуумной перегон­ки, используются в качестве сырья вторичных (деструктивных) процес­сов в соответствии с вариантом переработки нефти.

Особенности нефти как сырья процессов перегонки

Нефть и нефтяные смеси как сырье для ректификации характери­зуются рядом специфических свойств, обусловливающих некоторые особенности в технологии их переработки.

1. Нефть и особенно ее высококипящие фракции и остатки характеризуются невысокой термической стабильностью. Для большийства нефтей температура термической стабильности соответствует температурной границе деления примерно между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, то есть ~ 350...360 °С. Нагрев нефти до более высоких температур будет сопровождаться ее деструкци­ей и, следовательно, ухудшением качества отбираемых продуктов перегонки. В этой связи перегонку нефти и ее тяжелых фракций проводят с ограничением по температуре нагрева. В условиях такого ограничения для выделения дополнительных фракций нефти, выкипающих выше предельно допустимой температуры нагрева сырья, возможно использовать практически единственный способ повышения относительной летучести компонентов — перегонку под вакуумом. Так, перегонка мазута при остаточных давлениях в зоне питания вакуумной колонны ~ 100 и = 20 ммрт. ст. (=133 и 30гПа) позволяет отобрать газойлевые (масляные) фракции с температурой конца кипения соответственно до 500 и 600°С. Обычно для повы­шения четкости разделения при вакуумной (а также и атмосферной) перегонке применяют подачу водяного пара для отпаривания более легких фракций. Следовательно, с позиций термической нестабильности нефти технология ее глубокой перегонки (то есть с отбором фракций до гудрона) должна включать как минимум 2 стадии: ат­мосферную перегонку до мазута с отбором топливных фракций и перегонку под вакуумом мазута с отбором газойлевых (масляных) фракций и в остатке гудрона.

2. Нефть представляет собой многокомпонентное сырье с непрерывным характером распределения фракционного состава и соответственно летучести компонентов. С экономической точки зрения, нецелесообразно требовать от процессов перегонки выделить, например, индивидуальный чистый углеводород или сверх­узкие фракции нефти. Поэтому в нефтепереработке довольствуются получением топливных и газойлевых фракций, выкипаю­щих в достаточно широком интервале температур:

бензиновые н. к. - 140°С (180°С);

керосиновые 140 (180)...240°С;

дизельные 240...350°С;

вакуумный дистиллят (вакуумный газойль) 350...400°С, 400...450°С и 450...500°С;

тяжелый остаток — гудрон >490°С (>500 °С).

Иногда ограничиваются неглубокой атмосферной перегонкой нефти с получением в остатке мазута >350 °С, используемого в качестве ко­тельного топлива.

3. Высококипящие и остаточные фракции нефти содержат значи­тельное количество гетероорганических смолисто-асфальтеновых соединений и металлов, попадание которых при перегонке в дис­тилляты резко ухудшает их эксплуатационные характеристики и значительно усложняет последующую их переработку. Это об­стоятельство обусловливает необходимость организации четкой сепарации фаз в секции питания атмосферной и особенно вакуум­ной колонн.